DOU 30/10/2024 - Diário Oficial da União - Brasil

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Nº 210, quarta-feira, 30 de outubro de 2024
ISSN 1677-7042
Seção 1
 
(m) previsões das condições de transmissão entre áreas e subsistemas; 
(n) condições elétricas para o atendimento da demanda prevista; 
(o) motivos do despacho das usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A; e 
(p) intercâmbios internacionais. 
(q) ofertas de redução de consumo aceitas no programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda. 
2.11.1.2.  O PDI contém as seguintes informações: 
(a) instalações e equipamentos que serão submetidos a intervenções, com ou sem risco, ou a testes, com informação do período de realização do serviço e sua classificação, conforme estabelecido 
no Submódulo 4.2 e Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais; 
(b) diretrizes operativas para a execução das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes; 
(c) limites de transmissão decorrentes das intervenções, com ou sem risco, ou dos testes; e 
(d) limitações no despacho de usinas em que são consideradas as restrições de geração e as restrições elétricas decorrentes das intervenções. 
2.11.1.3.  O PDF contém as seguintes informações: 
(a) afluência média diária prevista por aproveitamento; 
(b) defluência total – turbinada e vertida – média diária programada, por aproveitamento; e 
(c) previsão, para o dia programado, do nível de armazenamento nos reservatórios dos aproveitamentos, considerando os requisitos de volumes de espera. 
(i) Durante o Período de Controle de Cheias (PPC), o ONS elabora a programação diária conforme o Submódulo 3.7 – Planejamento anual de prevenção de cheias.   
2.11.1.4.  O PDCF contém a informações de reserva de potência hidráulica e sua alocação, por COSR. 
2.11.1.5.  O RDE contém a informação das diretrizes normativas hidroeletroenergéticas que subsidiam a execução do PDP, do PDF e do PDCF e as diretrizes elétricas que subsidiam a operação de 
tempo real diante das condições operacionais verificadas ou previstas a curto prazo para o Sistema Interligado Nacional (SIN); 
2.11.1.6.  O INFMET contém as informações meteorológicas previstas para o SIN. 
2.11.1.7.  A validação contém as informações, a cada intervalo de 30 (trinta) minutos, de carregamento dos equipamentos elétricos da Rede de Operação, bem como os valores dos fluxos e 
inequações normatizados nas instruções e/ou recomendados nas intervenções, tendo por base a programação de geração e carga previstas para cada intervalo ao longo do dia. 
2.11.2.  Caso seja verificado, em tempo real, fatos relevantes que possam impactar a programação eletroenergética do dia corrente ou do próximo dia, o ONS, quando julgar necessário, interage 
com os agentes envolvidos e providencia os ajustes nos seus programas de geração e intercâmbio e emite um Relatório de Revisão do PDO para os Centros de Operação do ONS procederem com 
os ajustes necessários na execução do PDO em tempo real. 
2.11.3.  Durante a operação em tempo real, as condições operativas do sistema podem sofrer desvios em relação aos valores programados. O ONS analisa as variações ocorridas em relação aos 
valores programados de geração e intercâmbio, bem como as ocorrências nas usinas e no sistema de transmissão que impliquem restrições com consequências nas gerações e nos intercâmbios 
dos dias a serem programados. 
2.11.4.  O ONS disponibiliza o PDO aos agentes, o qual deve estar disponível diariamente nas salas de controle dos centros de operação do ONS e dos demais agentes. 
3.REFERÊNCIAS 
[1]ANEEL. Despacho nº 3.572, de 17 de dezembro de 2019. 
[2]ANEEL. Resolução Normativa nº 1.033, de 26 de julho de 2022. 
[3]CNPE. Resolução nº 3 de 6 de março de 2013. 
[4]ONS-CEEE. Nota Técnica conjunta ONS-CCEE “Avaliação do aumento de tempo computacional no DESSEM”, (ONS NT-ONS DPL 0009/2023) (CCEE NT-CCEE 01310/2023).  
[5]ANEEL. Resolução Normativa nº 1.040, de 30 de agosto de 2022. 
4.ANEXOS 
ANEXO A – Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética 
ANEXO A  
Informações encaminhadas pelos agentes para a elaboração da programação diária eletroenergética 
A.1. Agentes de geração hidrelétrica, eólica e solar 
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da 
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, em acordo com as informações disponibilizadas no processo de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no 
Submódulo 4.2; 
(b) restrições operativas das usinas, com indicação de suas causas e do período de vigência; 
(c) produtividade média das usinas hidrelétricas; 
(d) caso solicitado, previsão dos níveis de armazenamento às 24h no dia de elaboração da programação;  
(e) restrições de variação máxima diária e horária da vazão defluente; e 
(f) defluência total em média diária e semi-horária. 
A.2. Agentes de geração termelétrica 
A.2.1. Informar diariamente os seguintes dados e informações integrantes do cadastro de representação do unit commitment por configuração: 
(a) cronograma atualizado de manutenção dos equipamentos de geração, com identificação da usina, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de início e fim da 
manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN, disponibilizadas no processo de elaboração do programa de intervenções, estabelecido no Submódulo 4.2; 
(b) restrições operativas das usinas que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras, com indicação de suas causas e do período de vigência; 
(c) programas de geração inflexível das usinas termelétricas, em intervalos de 30 minutos, e os motivos associados;  
(d) configurações de unidades geradoras termelétricas sincronizadas que poderão ser consideradas para atendimento do despacho térmico ao longo do dia; 
(e) rampa de acionamento e desligamento das usinas termelétricas, para cada configuração de unidades geradoras informada no item A.2. Erro! Fonte de referência não encontrada.; 
A.2.2. Informar anualmente os seguintes dados e informações integrantes do cadastro de representação do unit commitment por configuração: 
(a) geração mínima e máxima; 
(b) tempo mínimo de permanência ligado (T-ON); 
(c) tempo mínimo de permanência desligado (T-OFF); 
(d) rampas de acionamento considerando tempo para sincronismo de unidades termelétricas que estejam desligadas; 
(e) rampa de desligamento das unidades termelétricas; 
(f)  restrição de geração máxima ou mínima e número máximo permitido, ao longo do dia, de oscilações da geração do valor máximo para o mínimo da faixa operativa, e vice-versa;  
(g) rampas de tomada (R-UP) e alívio de carga (R-DOWN); e 
(h) rampas de transição entre equivalentes  
A.2.3 Agentes de geração responsáveis por usinas termelétricas, habilitados para a prestação de serviço ancilar de despacho complementar para manutenção da reserva de potência operativa, 
informam o preço e as restrições de operação. 
A.3. Agentes de distribuição 
(a) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas hidrelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-B;  
(b) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas termelétricas classificadas nas modalidades de operação Tipo I e Tipo II-A; 
(c) restrições elétricas locais que afetem ou possam afetar a geração de usinas classificadas na modalidade de operação Tipo II-C; 
(d) potencial de carga de demanda passível de ser reduzida e/ou desconectada de forma voluntária e/ou negociada de seu sistema, com tempo necessário de antecedência para iniciar o processo 
de desconexão; 
(e) tempo necessário para retorno das cargas reduzidas e/ou desconectadas de forma voluntária e/ou negociada; e 
 
 
 
 
 
 
Agente de geração Itaipu Binacional 
(a) cronograma atualizado de manutenção de equipamentos de geração, com identificação do setor de 50 Hz ou 60 Hz, da unidade geradora e sua potência nominal, da causa, do dia e da hora de 
início e fim da manutenção e do tempo de retorno em caso de necessidade do SIN; 
(b) restrições operativas da usina que limitem a disponibilidade de potência das unidades geradoras;  
(c) valores mínimos e/ou máximos de geração por setor, considerando as restrições operativas e as contingências; 
(d) valor da potência contratada com as entidades compradoras; 
(e) previsão de potência disponível programável na usina, por setor, em intervalos de 30 minutos para o sistema brasileiro; 
(f) suprimentos previstos de energia e demanda para a Administración Nacional de Electricidad – ANDE; e 
(g) faixas operativas por setor, em função do número de unidades geradoras sincronizadas. 
A.4. Agentes de importação e agentes de exportação 
(a) Para a elaboração do programa diário da operação eletroenergética, o ONS toma por base os critérios descritos no Submódulo 5.13 – Rotinas Operacionais. 
A.5. Consumidores e agregadores participantes do programa de curto prazo “D-1” de resposta da demanda 
(b) dia(s) da semana da oferta; 
(c) submercado do consumidor;